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汤向华 施雄杰 唐天笑 施镭 沈佳男 牛化敏
（1.国网江苏省电力有限公司南通市海门区供电分公司 2.南京南瑞继保电气有限公司）
通常输电线路故障一般使用故障分析测距方法（阻抗法）和行波测距方法进行故障测距，传统的故障分析测距方法基于稳态量和阻抗原理，容易受到过渡电阻、衰减直流分量、线路参数误差和信号测量误差的影响，其中单端测距方法还容易受到系统运行方式的影响，因此，很难实现准确的故障定位。行波测距法是一种利用电压行波或电流进行故障定位的新方法，它可有效克服传统测距方法的缺陷，具有不受CT饱和影响、不受系统振荡影响、不受长线分布电容影响等独特的优点，被广泛应用。
输电线路继电保护行波测距一体化装置需要同时具备线路保护、行波测距的软硬件技术，并需将两者有机结合到同一个装置内[1]。线路保护行波测距一体化装置不仅应符合当前线路保护有关功能和性能要求，还应符合行波测距有关规范的功能要求。结合行波测距的标准，该装置的主要功能和性能要求为：
①行波采集和存储；
②行波保存为COMTRADE文件；
③自动单端、双端行波测距计算；
④线路两侧行波的波头时间交换；
⑤行波测距事件记录、检索；
⑥按IEC61850行波测距模型进行建模和通信，具有完善的自我描述功能；
⑦直接连接到信号保护主站系统，发送到主站的信息主要包含测距结果、自检信息、参数设置、启动记录等；
⑧具备3个及以上独立的10M或100M以太网接口，支持调度数据网和专用通道通信；
⑨对于300km以下的线路，测距误差不应超过500m；
对于300km以上的线路，测距误差不得超过1000m。⑩应具备打印接口，方便测距报告、参数等打印。
2.1 行波信号获取技术
2.1.1 行波信号传变技术
目前常规的输电线路保护装置和录波装置通常是按较大的过载倍数（如50倍额定电流）设计交流电流信号动态范围，而有效的行波信号的幅度通常在4倍范围以内。如果直接利用装置原有的互感器提供行波信号，则行波信号的输出幅度会很小，该小信号直接经装置背板传输到采样DSP插件时，很容易受到背板噪声的影响，且因信号幅度小而难以与采样回路的输入范围匹配，导致行波信号的信噪比、分辨率都较低，会严重影响到行波测距的精度[2]。
如果不利用原有的互感器插件，而是在输电线路配套装置中增设专用的行波互感器插件，则装置的外部接线需要改变，会增加CT二次回路的复杂性和负载，工程适用性和可靠性会大大降低。因此，需要研究在输电线路配套装置中方便、可靠、有效地增加电流行波信号采集的方法。要在常规输电线路配套装置中增加电流行波信号采集模块，需满足若干技术要求，包括：
①要保持装置的外部交流信号输入接口不变，否则会导致CT二次回路的复杂性和负载增加，同时也不利于对现场已有装置进行改造；
②行波信号采集回路的加入不应影响原工频信号采集回路的可靠性，否则会带来安全隐患；
③装置需保持对高过载倍数的工频电流的采集能力，从而满足继电保护功能的需求。同时，它具有采集相对较小振幅的电流行波信号的能力，能够达到行波测距功能的要求。
为满足上述要求，本项目的处理方案为：保持交流输入插件的外部接口不变，内部增加行波传变回路，交流插件同时输出保护信号和行波信号，并增加行波DSP负责采集行波信号。其方案示意如图1所示。
图1 行波信号采集总体技术方案
对于图中的电流行波传变回路，有两类实现方案：
方案1：增加行波专用小CT（行波专用小CT与保护CT串联）；
方案2：行波与保护共用小CT（需同时具备宽动态范围和宽频特性）。
综合考虑各种因素，方案2整体上优于方案1，其优点包括：
1）不增加小CT，原交流插件无需扩展；
2）不进行CT串接，CT二次回路可靠性高；
3）不进行CT串接，不增加CT二次负载。
采用方案2时，最大的技术关键点是共用小CT的频率特性。理论分析表明电磁型小CT具有高频特性，实际测试也表明原保护CT通带大于300kHz。采用微秒级窄脉冲电流施加到保护小CT，其原边和副变的波形如图2所示。
图2 保护小CT的脉冲信号响应
从图2看出，保护小CT如实地实现了窄脉冲的信号传变，这表明该小CT具备传变电流行波信号的能力。因此，本项目使用原保护级CT，满足保护需求，并通过高频信号放大，提高行波信噪比。其具体实现方案为：
采用原保护用小CT作为公用CT，以保证可靠性和保护需求（40In动态范围）；
②取消原CT输出侧的低通滤波回路，保证二次侧信号的带宽需求；
③在保护DSP插件根据1.2kHz采样率配置低通滤波(300Hz)；
④在行波DSP插件根据1.0MHz采样率配置低通滤波(300kHz)；
⑤使用高频运放电路对行波信号放大，并增加限幅电路。信号放大电流采用高频运放，以保证高频信号的传输能力。信号放大电路原理图如图3所示，其中通过运放芯片的电源电压实现幅度限制（10V）。
通过设置运放电路的放大倍数，可控制行波信号的动态范围，即装置可以反映多少倍额定电流（k×In）的行波信号。行波信号动态范围设定需遵循如下原则：
1）能正确反映前几个故障行波波头（动态范围需够大）；
2）具有较高的信噪比（动态范围需尽量小）。
为此，进行理论分析如下：放大电路的信号范围为k×In，k值范围需根据220~1000kV典型线路确定，即：Un=额定电压，In=额定电流，Zc=线路波阻抗，故障电流初始行波与反射行波叠加值相对于额定电流的倍数为：k= 2×(Un/Zc) /In
考虑典型数据：Un=220~1000kV，In=1000A~4000A，Zc=300~500Ω，则：
k的典型最小值：k=2×220kV/（300Ω×4000A）=0.367；
k的典型最大值：k=2×1000kV/（500Ω×1000A）=4.0。
因此，k可在0.367~4范围内取值。为使装置适用于不同的输电线路，可取k=4，超出k倍的信号在信号放大电路将被限幅，从而保护后面的采集回路。因此，可通过高速运放将行波电流动态范围设置为0~4In。
2.1.2 行波信号高速采集技术
现代微电子技术可以实现瞬态行波波形的超高速记录。先进的数字信号分析和处理方法可用于准确检测行波脉冲的到达时间，抗干扰能力强，可靠性高[3]。为确保行波测距分辨率在500m以上，行波信号采集频率通常不得小于500kHz。通过使用微处理器直接控制模数转换器的传统方式难以实现这一点。因此，需要设计一个高速数据采集电路单元，用硬件记录故障电流行波信号。
本项目采用每通道1MHz的采样率进行行波信号采集，采用10M高速AD芯片，分辨率可达到14bit。采用高速FPGA控制采样时序和数据缓存时序。
2.2 行波等效波速自校正技术
2.2.1 利用区外故障的行波波速测量方法
为提升行波测距装置的测距精度，可以采用消除波速的测距技术方法。然而，该方法有许多缺点，难以付诸实践。在客观条件允许的情况下，可以采用波速离线与在线测量方法获得瞬态行波的传播速度。
输电线路投入运行前应测试相关参数，此时可利用专门的仪器实测线路行波波速，称为行波波速离线测量。但目前，线路投运前通常不进行此项测试。一旦输电线路出现外部扰动或者是故障时，将外部扰动点或故障点设置在靠近M侧，扰动或者故障产生的行波首先到达线路M、N侧的时刻分别为tm1、tn1，初始行波经M、N侧母线反射再次到达线路M、N侧的时刻分别为tm2、tn2，则可有3个计算波速的方程：
其中vj1基于双端行波信息，vj2和vj3基于单端行波信息，在故障行波幅度较小、母线反射较弱或线路情况较复杂的情况下，反射波头可能难以识别，vj2和vj3可能单个或均失效。
2.2.2 利用重合闸的行波波速测量方法
除了区外故障的波速测量方法，还可利用重合闸过程进行波速测量。线路故障跳闸后，若重合于健康线路，则线路两侧可以检测到重合暂态过程行波，利用该行波可以进行类似于区外故障的行波波速测量。例如，考虑图4的重合闸过程，N侧先合闸，M侧后合闸。利用M侧合闸波形进行行波波速测量。
图4 重合闸行波折反射示意图
设合闸点靠近M侧，该扰动或故障产生的行波初次到达线路M、N侧的时刻分别为tm1、tn1，初始行波经M、N侧母线反射再次到达线路M、N侧的时刻分别为tm2、tn2，则可有3个计算波速的方程：
当M侧保护装置后合闸，此时N侧线路断路器处于闭合状态时，vj1、vj2和vj3均理论上有效；
但当合闸行波幅度较小、母线反射较弱或线路情况较复杂的情况下，反射波头可能难以识别，vj2和vj3可能单个或均失效。
2.3 行波可靠启动系统技术
线路保护行波测距一体化装置为提高行波启动可靠性，并消除雷电波影响，采取了一系列措施，包括启动判据设置、启动确认机制、雷电干扰识别技术、高速大容量数据缓存技术、测距信号选择技术等。行波插件的FPGA对各通道AD采样值进行在线行波启动判据计算，启动判据可以是幅值越限、突变量越限或其他类似算法，并可采用多点确认或结合多种判据的方法防止误启动。FPGA还可从装置背板总线接收手动启动、联网启动、工频量启动的信号，从而可实现外部启动。
行波插件的DSP根据保护工频量或开关量启动结果对行波启动结果进行确认。工频量启动结果来自继电保护功能的故障启动模块，开关量来自保护判出或收到的跳闸信号。若行波启动得到了肯定确认，则从继电保护的故障相判别模块获得故障判相结果，并选择对应相的行波采集信号进行后续的行波测距分析。否则，本次行波启动被判为干扰引起的启动，只会进行事件记录，不进行波形录波和后续的故障分析。
以上逻辑可实现保护启动录波与行波录波的一一对应，减少无效的行波录波。当有区外故障时，此时可利用行波信号进行行波波速测试。一体化装置利用雷击线路的故障行波特征识别雷击行波；
装置配置行波启动判据，并利用继电保护的启动或动作信号作为行波启动的确认判据；
采用大规模现场可编程门阵列FPGA、大容量动态随机存储器DDR和两级缓存技术实现故障行波的无死区记录；
根据幅度选择线模行波信号进行行波测距。装置检测三相电流行波信号，当三相电流行波信号极性相同、幅度相近时，判为雷击行波，否则判为故障行波；
幅度相近判别门槛可选70%~90%，即最小行波幅度达到了最大行波幅度的70%~90%，即判为幅度相近。
行波启动后，装置将行波启动期间的数据缓存起来，并判别t1时间内是否产生保护启动信号，或t2内是否产生保护动作信号；
t1=10~40ms，t2=3~10s；
若行波启动后有保护启动信号或保护动作信号，则装置确认此次行波启动为有效启动，否则丢弃此次缓存的行波启动数据；
对于有效的行波启动，装置将行波缓存数据转存到非易失性存储卡中，并进行后续的行波分析计算；
装置可通过定值选择行波启动的确认判据。
该装置采用大规模FPGA、大容量DDR以及两级缓存技术，实现了行波数据的无死区缓存。该方法是先将高速行波数据缓存在FGPA芯片中进行连续循环缓存，即一级缓存；
当行波启动判据动作后，FPGA在启动期间截取数据并将其缓存在高容量DDR中，即二级缓存；
DSP依次从DDR中提取行波数据进行分析，将原始数据和分析结果传输到CPU，最后将其存储在非易失性存储卡中；
大容量DDR可以实现足够的行波数据缓冲，比如64~1028次，这样在密集落雷和多次连续触发行波启动的情况下，装置还有足够的时间进行后续分析以及永久存储行波数据。
采用以上综合技术，可使得线路保护行波测距一体化装置实现既灵敏又可靠的行波启动，有利于提升大过渡电阻、小短路角时的行波启动可靠性，可消除密集落雷引发的行波误启动和行波记录死区，避免行波测距因为记录死区而拒动，采用的线模行波信号可以消除雷击行波对故障行波的干扰，从而可以提高线路保护行波测距一体化装置的行波测距可靠性。
2.4 基于纵联通道的行波通信技术
双端行波测距要在站间交换行波信息。传统的行波测距装置一般使用专用拨号网络或调度数据网络来实现信息交互，需要配置专用通信信道。由于一体化装置具有保护功能所需的站间导频信道，所以，可以借用该信道传输行波信息，但机制应确保增加行波通信不会影响保护的纵向差动通信。
所以，文中提出一种行波信息的透明帧传输技术。该技术利用保护通信帧的备用字段实现行波信息的传输。保护通信模块不需要关心行波信息字段的语义，以达到透明传输的目的。其次，当保护通信帧的备用字段长度有限且行波通信帧的内容较长时，采用多帧传输的方法，即在传输侧将行波信息帧划分为多帧进行传输，并且在接收侧对收到的多帧进行拼接还原。在行波通信帧的帧头中定义总帧号与帧号，以满足帧传输和拼接的要求。
输电线路由于地域分布广，运行环境复杂，为提高供电可靠性和电网安全稳定运行水平，在输电线路发生短路故障时，应能尽量测出故障位置，否则会导致停电损失，甚至影响电网安全稳定运行。所以，为了进一步提高行波测距的精度，为电力系统的稳定运行提供全面保障，设计一种线路保护行波测距一体化装置就显得特别重要。
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